Совершенствование эксплуатации скважин установками электроцентробежного насоса в осложненных условиях на примере месторождений Западной Сибири
 Скачать 2.15 Mb.
|
|
3.1.2 Технологические методы Информация, приведенная в данной главе, содержит коммерческую тайну. 3.2 Мероприятия по борьбе с солеотложениями Методы удаления солевого слоя должны быть быстрыми, недеструктивными по отношению к скважине, трубам и среде пласта, а также эффективными в плане предотвращения повторного осаждения. При интенсификации пласта часто используют растворители с тем, чтоб предотвратить падение добычи. Лучшие методы по удалению солевых осадков зависят от знания типа, количества, физического состава и структуры осадка. Малый выбор методов очистки может действительно способствовать быстрому возобновлению солеосаждения. В трубах устойчивость и структура солевого слоя играют заметную роль в выборе методов удаления. Устойчивость и структура варьируются от очень тонкого налета, хрупких нитей или кристаллов с большим количеством микропор до каменнотвердых малопроницаемых и непористых слоев. Чистота 49 солевых отложений непосредственно связана с их устойчивостью к удалению. Солеотложения могут встречаться в виде фаз, состоящих из Одного минерала, но существенно чаще они являются смесью схожих по строению совместимых соединений. Чистый сульфат бария обычно имеет низкую пористость и крайне устойчив к химическим методам удаления, а также крайне тяжело удаляется большинством известных механических методов. Смеси же сульфата бария, зачастую с сульфатом стронция, сульфатом кальция и даже карбонатом кальция дают возможность использования разнообразных методов очистки, как химических, так и механических. 3.2.1 Химические методы Удаление солевых отложений химическим путем зачастую является самым дешевым и эффективным методом. Например, карбонатные минералы легко растворимы в соляной кислоте и могут быть, таким образом, легко удалены. Тяжелый сульфатный осадок – более сложный случай, поскольку в кислотах он почти нерастворим. В породах пластов его можно обработать сильными хелатообразующими реагентами, т. е. соединениями, способными разрушить устойчивую к кислотам структуру путем изоляции и связывания ионов металлов в прочную кольцевидную структуру. Очень часто высокопроницаемые зоны в пласте (предполагающие малое сопротивление) отменяют направление обрабатывающей жидкости и препятствуют растворителю осадка проникать в другие поврежденные солеотложениями места. Новейшие методы используют растворители и разбавители, содержащие вязкоупругие ПАВ, способные улучшить растворяющую силу растворителя. Вязкоупругие ПАВ образуют сверхвязкие гели при смешении с некоторыми составами рассолов, но при этом деструктурируются и становятся водянистыми в присутствии нефти или углеводородного газа. Следовательно, данные вязкоупругие ПАВ помогают 50 направить растворители солевых отложений в продуктивную нефтеносную зону, избегая при этом непродуктивные водонасыщенные области. Хотя соляную кислоту чаще всего выбирают для обработки отложений карбоната кальция, быстрая кислотная реакция имеет и отрицательную сторону. истощённый кислотный раствор, содержащий растворенные солевые отложения, является отличным инициатором для повторного их выделения. Эти циклы повторного осаждения способны остановить химические реагенты, растворяющие и связывающие карбонат кальция в хелатные комплексы. Этилендиаминтетрауксусная кислота (ЭДТА) была одним из первых подходящих веществ для улучшенной химической очистки, ‚ и она до сих пор используется во многих формах. Хотя обработка с помощью ЭДТА более медленная и дорогая, чем обработка соляной кислотой, она хорошо работает в случае отложений, требующих химического подхода. ЭДТА и ее структурные разновидности эффективны также при удалении некарбонатных солевых отложений, имея неплохие перспективы в технологии удаления сульфата кальция и его смесей с сульфатом бария. Недавно компания «Шлюмберже» разработала на основе ЭДТА улучшенный растворитель, называемый U105, в качестве удешевленной альтернативы для стимуляции карбонатных пород. Этот растворитель разрабатывался специально для карбоната кальция, но он также оказался эффективен против отложений карбонатов и оксидов железа. Он растворяет карбонаты медленнее, чем соляная кислота, и имеет при этом большую растворяющую емкость, чем традиционные органические кислоты, такие как муравьиная и уксусная. После хелатообразующего растворения отложений они уже не способны к повторному осаждению. Сохраняя свою стабильность при температуре до 250°С, U105 представляет собой растворитель умеренной токсичности, который к тому же не является коррозионно-опасным для многих сталей, что делает обработку еще более безопасной. 51 Другие хелатообразующие реагенты были оптимизированы специально для солевых отложений сульфатов бария и стронция. Например, U1О4, основанный на структуре ЭДТА, содержащей химические активаторы, увеличивающие скорость растворения осадков. Он рекомендован для широкого класса солевых отложений как содержащих сульфат и карбонат, так и для различных смесей. Обычно перед применением эти растворы разбавляют водой, и оставляют на период от 6 до 24 часов. Эффективность этого нового растворителя была продемонстрирована на месторождениях Северного моря, которые имеют существенные солеотложения в породах вокруг ствола скважины и перфорационных каналах. Тип солеотложений определили как смесь сульфата бария и карбоната кальция. Обработка с помощью U104 осуществлялась в результате его продавливания или закачки под давлением для достижения среднего радиального смещения в 1 метр. Указанная обработка была завершена полным замещением ингибированной морской воды, и затем скважина была остановлена на 18 часов перед возобновлением добычи. Добыча увеличилась на 72 м З /сут, окупив стоимость всех материалов, стоимость прокачивания и производственные потери за 12 дней. 3.2.2 Механические методы Один из наиболее ранних методов удаления солевых отложений был разработан на основе применения взрывчатых веществ для встряхивания трубы и разрушения хрупких солевых отложений. Взрывчатые вещества обеспечивали ударные нагрузки с высокой энергией, которые могли удалять отложения, но зачастую повреждали трубы и цементный камень. Для ослабления действия взрывчатки требовалось изменение ее типа или уменьшение массы заряда взрывчатого вещества. Опыт показал, что для этого достаточно одной или двух жил детонирующего шнура, получивших наименование линейного заряда. 52 Сегодня линейные заряды еще используются, особенно в качестве простого диагностического средства, когда быстрый ввод на канате и детонация в период выхода флюида позволяют установить тип и местонахождение солевых отложений. Опыт показал, что с помощью нескольких жил шнура, детонирующих от электродетонатора и достаточно длинных для охвата интересующей зоны, можно эффективно удалять солевые отложения, закупоривающие перфорационные отверстия, и тонкие слои отложений в трубах. Отложения большой толщины, особенно в трубах, часто бывают слишком прочными для безопасного взрывного удаления и обладают слишком малой пористостью для эффективной химической обработки в приемлемые сроки. Для удаления таких отложений обычно требуется применение методов, разработанных для бурения горных пород и фрезерования стали. Разработаны долота ударного действия и технологии фрезерования для спуска на гибких НКТ внутрь трубы с использованием различных долот скалывающего типа и конфигураций фрез. В качестве забойного источника мощности обычно применяется гидравлический двигатель или ударный инструмент молоткового типа. Двигатели приводятся в движение потоком жидкости, и в них используются сочетания статора и ротора, вращающие долото. Их мощность зависит от скорости подачи жидкости и размеров двигателя; небольшие двигатели, удаляющие отложения в НКТ, обычно имеют диаметр от 176,2 до 82,55 мм, обеспечивая момент силы от 135,6 до 176,3 Н*м. Ударные инструменты, такие как инструмент Нірр Тгіррег компании Baker Oil Tools, представляют собой инструменты возвратно-поступательного действия, которые работают во многом аналогично пневматическому бурильному молотку с вращающимся долотом. Они наносят удары по отложениям от 300 до 600 раз в минуту и вращаются с частотой примерно 20 об/мин, как правило, с использованием плоского дробящего или крестообразного долота. С такими инструментами нельзя использовать фрезеры, так как удары вызывают повышенное 53 повреждение поверхности фрезера. Наиболее эффективны такие инструменты на хрупких солевых отложениях, обеспечивая быстрое удаление отложений со скоростью от 3 до 30 м в час. Когда полнопроходному доступу к солевым отложениям частично препятствуют физические ограничения, такие как уменьшенный диаметр трубы и вводимое оборудование для заканчивания скважины, для удаления отложений после ограничения требуются инструменты, способные изменять диаметр. В случае отсутствия такого оборудования для обеспечения повышенного расхода обычно сверлят небольшое отверстие через отложения диаметром менее полного диаметра трубы. Тем не менее наличие в трубе остаточной поверхности с отложениями провоцирует рост новых отложений и значительно затрудняет обработку ингибиторами для предотвращения образования центров кристаллизации. Более эффективной для предотвращения роста новых отложений является чистая, обнаженная стальная поверхность. Для применения ударных инструментов, подобных двигателям с фрезерами, обычно необходим полнопроходной доступ, и они редко полностью удаляют солевые отложения до стальной стенки. В таких ситуациях частичного доступа расширительные фрезеры могут увеличить эффективный диаметр посредством выдвижения фрезерных резцов в зависимости от давления и подачи насоса. Расширительные фрезеры эффективны, но удаляют отложения примерно лишь с половинной скоростью по сравнению с обычными фрезерами. 3.2.3 Гидромеханические методы Забойные гидравлические струйные системы, такие как система Hybroblast компании Halliburton и система RotoJet компании BJ-NOWSCO, существуют много лет для удаления солевых отложений из эксплуатационных НКТ и перфораций. В подобных инструментах для обеспечения охвата всего ствола скважины используются несколько струйных отверстий или позиционно- струйная головка. Эти инструменты можно использовать вместе с химическими 54 промывками для воздействия на растворимые отложения, если это необходимо для предотвращения потерь реагентов, нагнетаемых под давлением. Водоструйное воздействие может быть эффективным в отношении мягких отложений, таких как галит, но, опыт показал, что оно менее эффективно к отложениям средней-высокой твердости, таким как кальцит и сульфат бария. [15] Под давлением струя воды удаляет отложения на поверхности путем кавитации, при которой в струе гидравлической форсунки формируются микропузырьки. Эти пузырьки создаются в процессе выброса под высоким давлением, когда жидкость проходит через сопло форсунки. При столкновении с отложениями пузырьки разрушаются, вызывая мощное – почти взрывное – воздействие. Проведенные компанией Shlumberger Cambridge Research исследования показали, что в скважине под гидростатическим давлением в стволе скважины этот процесс в значительной степени подавляется. Скорость резания, как правило, снижается в четыре и более раз. Ограничения по давлению нагнетания с поверхности с использованием струйных инструментов, спускаемых на НКТ, не позволяют увеличить давление жидкости в степени, достаточной для преодоления перепада давления в скважине. 3.3 Методы по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями и гидратами В зависимости от интенсивности отложения АСПО могут использоваться следующие методы очистки НКТ: Механические методы удаления; Методы электротермического воздействия с применением ТЭН; Методы обработки горячей нефтью; Методы обработки горячей водой и паром. Для борьбы с гидратообразованиями используют следующие методы: 55 Механические; Тепловые; Химические. Механические способы предполагают разрушение рыхлых или плавающих пробок, образующихся в насосно-компрессорных трубах, специальными штангами. Воздействуя на пробку ударами штанги, опускаемой на канате, пробку можно разрушить или протолкнуть на забой в зону повышенной температуры. Для повышения эффекта штангу иногда оснащают скребками. Тепловые методы включают воздействие на пробку различными теплоносителями -водой, паром, горячей нефтью. В качестве теплогенераторов используют наземные агрегаты – паропередвижные и депарафинизационные установки, а также скважинные источники тепла электронагреватели различной конструкции. [13] В дальнейшем, для удобства, будем рассматривать методы по борьбе с гидратообразованиями как одну группу. 3.3.1 Механические методы борьбы К механическим методам борьбы можно отнести удаление АСПО с помощью скребков. Технология удаления АСПО с помощью скребков заключается в спуске в НКТ специального скребка (шаблона) с последующим подъемом на поверхность. При применениях данной технологии на месторождениях с тугоплавкими отложениями возможно применение специализированных нагреваемых скребков (ТЭН). Определение количества спусков скребка зависит от скорости оседания и отложения АСПО, эффективности удаления парафина. Требуемое количество скв./операций‚ как правило, определяется в процессе эксплуатации. Подготовительные работы на скважине обязательно должны включать: осмотр лубрикатора, монтаж устьевого оборудования (сальниковое устройство, нижний 56 и верхний ролики блок-баланса, подключение скребка к проволочной головке). Визуальный контроль состояния проволоки и скребка осуществляется перед каждой операцией. Для реализации технологии необходимо использование специализированного комплекса (передвижного или стационарного), оборудованного лебедкой для спуска и подъема скребка. Для предотвращения преждевременного отказа по причине обрыва скребка и остановки УЭЦН по «нет подачи» необходимо при ТКРС в скважинах с установленными в них сбивными клапанами, дополнительно устанавливать над клапаном противосбивную втулку согласно схемы установки противополётного кольца с проходным сечением в диаметре не более 40 мм, (изображение противополетного кольца для исключения нежелательного открытия клапана при обрыве «скребка». 3.3.2 Методы электротермического воздействия Сущность метода заключается в нагреве АСПО с помощью электронагреваеля (ТЭН). Устье скважины должно быть оборудовано лубрикатором с самоуплотняющимся сальником, манометром, отводом с трёхходовым краном или заменяющим его устройством. Над скважиной должна быть установлена стационарная или передвижная лубрикаторная площадка. После окончания монтажа устьевого оборудования электронагреватель (ТЭН) помещается в лубрикатор верх которого оборудуется сальником, герметизирующим кабельный ввод. Проверка герметизации сальника производится путём медленного повышения давления в лубрикаторе при плавном открытии центральной задвижки. Производится включение ТЭН и контролируется его правильное функционирование, затем ТЭН отключается. Спуск (проталкивание) прибора в скважину производится при полном открытии центральной задвижки. В случае большого избыточного давления в 57 скважине допускается запуск УЭЦН по согласованию с ведущим технологом ЦДНГ. При достижении прибором парафино-гидратной пробки, что контролируется по прогибу кабеля, включается ТЭН и производится её прогрев. После окончания прогрева, при подъеме на поверхность необходимо убедиться, что ТЭН вошёл в камеру лубрикатора, закрыть центральную задвижку. Снизить давления в лубрикаторе до атмосферного, демонтировать герметизирующий сальник и извлечь прибор на поверхность. После прогрева промыть скважину горячей нефтью с помощью АДП. Работа считается законченной после вызова циркуляции в скважине или получения прохода в НКТ или в затрубном пространстве 3.3.3 Методы обработки горячей нефтью Наиболее распространенной технологией удаления АСПО является промывка горячей нефтью. При этом кроме расплавления АСПО происходит растворение их в нефти. Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 °С, а близких к ним церезинов (С 36 - С 55 ) -от 65 до 88 °С. Сущность технологии заключается в нагреве нефти в специальном агрегате для депарафинизации скважин (АДПМ) и закачке разогретой нефти в скважину при температуре окружающего воздуха от -45°С до +45°С. Разогретая нефть может закачиваться как непосредственно в НКТ, так в затрубное пространство. При этом необходимо учитывать, что выбор максимальной температуры нагрева нефти при проведении промывок с помощью АДПМ не должен превышать 90% от наименьшего показателя термостойкости отрезка спущенной кабельной линии. К закачиваемой нефти предъявляются следующие требования: Содержание воды при солесодержании не более 1000 мг/л, % -не более 90; 58 Содержание взвешенных твердых частиц % по массе не более 0,5; Размер частиц, мм не более 0,2; Вязкость, СПЗ не более 500; Упругость паров, мм.рт.ст. -не более 400; Содержание серы, % не более 0,5. Общий объем промывки в данном случае должен быть не менее одного объема скважины. 3.3.4 Методы обработки горячей водой и паром Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомобильном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 °С‚ состоящие из прямоточного парового котла. Обработки горячей водой и паром являются менее распространенной технологией удаления АСПО, по сравнению с обработкой горячей нефтью. Технология заключается в подаче в скважину разогретого пара или воды. Для удержания в объеме АСПО в воду добавляют специальные реагенты диспергаторы. Опыт применения пара для депарафинизации скважин показал свою низкую эффективность и в настоящее время не используется. Применение горячей воды с добавлением ПАВ наиболее перспективный метод. Основным преимуществом воды, по сравнению с нефтью, является ее повышенная теплоемкость. Недостатком технологии является то, что без добавления специальных ПАВ вода не способна удерживать в своем объеме расплавленные АСПО. Основным недостатком применения водных растворов ПАВ является то, что при низких забойных давлениях и низкой проницаемости пласта возможно образование «водных барьеров», в результате чего может произойти снижение продуктивности скважины. 59 На скважинах, осложненных парафино- и гидратообразованием, очень важно для недопущения перегрева двигателя и насоса настроить на станции управления защиту от срыва подачи. В некоторых случаях АСПО могут полностью заполнить внутреннее пространство в теле НКТ, тем самым перекрыть путь жидкости. Правильно выставленная уставка ЗСП позволит диагностировать начало процесса отложения парафина на внутренней поверхности НКТ на ранней стадии. |